Os problemas do sistema de fixación de prezos eléctricos
07 sep 2018 . Actualizado a las 08:45 h.Atrás quedan aqueles tempos nos que o ex-presidente do Goberno encomendaba a baixada do prezo do quilowatt hora a que caesen chuzos de punta. Choveu, choveu moito, pero o prezo da electricidade segue nun camiño ascendente, ao que non se lle ve final. Imos ver os factores máis relevantes que inflúen nesta escalada.
O mercado eléctrico
Todos os días do ano realízase unha poxa á que acoden as empresas con centrais eléctricas, onde se fai unha casación marxinalista hora a hora entre a enerxía que se necesita e o prezo que ofrecen os xeradores. Se botamos un ollo ás empresas que acoden a este mercado, vemos que son, de xeito maioritario, as cinco grandes. Que a enerxía proceda destas compañías non tería maior incidencia se non fosen estas mesmas as que manexan un 82 % dos contratos de subministro eléctrico. Tamén pode resultar chocante que o sistema de casación de prezos sexa marxinalista: a última oferta que entra en cada hora, que loxicamente é a máis cara, marca o prezo ao resto de ofertantes. Así, unha central nuclear, que está 24 horas conectada, cobra 24 prezos diferentes, facendo sempre o mesmo. E ningún deses prezos foi o ofertado por esta central, senón pola que casou en cada hora, que normalmente adoita a ser un 200 % superior; isto é o que o argot do sector denomina windfall profits, ou beneficios chovidos do ceo. Este mercado responde á oferta e á demanda. Por tanto, nos períodos onde aumenta o consumo, como é o verán, o prezo sobe. Mais a demanda no que levamos de ano (34,7 xigawatts hora) é moi semellante á do 2017 (30,2).
O factor clima
Choveu arreo, mais non baixou o prezo. Imos facer unha comparativa entre o ano pasado e o actual, dende o 1 xaneiro ao 31 de xullo, onde a demanda enerxética foi similar. No 2017, a contribución da hidráulica e da eólica ao mix enerxético foi do 26,44 %, cun prezo medio no mercado maiorista de 59,10 euros por megawatt hora, un dos máis altos dos últimos cinco anos. No 2018, o peso foi do 30 %, e o prezo medio, 59,55. Cun incremento da presenza de hidráulica e eólica dun 3,63 %, o prezo aumentou un 0,75 %, por tanto non se cumpre a premisa de que con máis auga e vento o mercado baixa.
Carbón, gas e petróleo
O prezo do barril de brent para outubro do 2018 está cotizando a máximos históricos por mor da publicación do informe sobre a diminución das reservas de cru nos Estados Unidos, e polo anuncio da Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) da creación dun mecanismo de supervisión da produción. O carbón de referencia europeo (API 2) segue na senda alcista que viviu durante agosto. O mesmo ocorre cos futuros de gas europeo e o CO2. Pero o peor está por vir, porque algúns analistas esperan que o prezo se sitúe entre os 35 e os 40 euros por tonelada a partir do próximo ano. As tecnoloxías de xeración eléctrica que máis sofren este incremento dos dereitos de emisión son o carbón e o gas. Pode parecer que esta situación beneficia ás renovables, pero o resultado non dá chegado aos prezos do mercado, en parte tamén pola alta intermitencia da eólica.
Intercambios internacionais
O sistema ibérico da electricidade ten pouca capacidade de intercambio con Europa, pero é suficiente para influír dentro do total da demanda para que esta tire dos prezos cara a arriba. Francia ten un parque fundamentalmente nuclear, que se apaga con certa facilidade cando vén unha onda de frío ou de calor. Este verán tivo apagados 22 reactores. Esta nova gripe nuclear francesa volve contaxiar os mercados e todos van á alza, até tal punto que Francia e Alemaña pecharon varios días de xullo e agosto con prezos máis altos que en España.
Entón, se non podemos escudarnos na falla de hidráulica, nin nun excesivo aumento da demanda, nin nunha elevada produción con tecnoloxías sometidas aos dereitos de emisión de CO2, que pasa? A orixe do problema radica no funcionamento do propio mercado. Os produtores de electricidade establecen a cantidade de enerxía que as súas fontes de produción ofrecen ao mercado, e definen dous prezos: o marxinal e o custo de oportunidade. O primeiro calcúlase en función das cotizacións da materia prima, produción, mantemento e marxe comercial. O segundo defínese por cal é a perda que tería por non vender a enerxía a outro prezo e nun momento de escaseza. É dicir, se podo vender máis caro, por que non facelo? É este, o custo de oportunidade, o prezo que ofrecen ao mercado. Por tanto a resposta está en como se conforma, e como e cando se ofrecen estes custos no mercado. Especulación.
Pódese solucionar esta situación?
Como cabe agardar, a resposta é si, por suposto. Outra cousa é como se debe de facer. Persoalmente centraría a posible solución en dous eixos principais. Por unha banda, supervisión do mercado. Actualmente contamos con dous responsables de velar polo funcionamento do mercado, a Secretaria de Estado de Enerxía, e a CNMC (Comisión Nacional dos Mercados e a Competencia). Ambos teñen que vixiar o sistema eléctrico, están obrigados a iso por lei. Se neste punto estamos a preguntarnos porque non actúan, coido que a resposta está nos nomes de todos os homes e mulleres que pasaron do Congreso dos Deputados a sentarse nas cadeiras das empresas de Unesa. Tamen poderíamos aceptar como resposta a capacidade que ten o oligopolio para asustar ao Goberno debido a que son as empresas que máis traballadores teñen contratados, e manexan unha parte importante do PIB Español. É dicir, atópanse nunha situación de fortaleza.
Outra resposta que poderíamos aceptar, sería a necesidade de recadar por parte do Goberno. Con prezos altos da electricidade, a recadación do IVE ou do imposto eléctrico aumenta.
Moitos dos expertos do sector, que traballan fora de Unesa, avogan por crear un observatorio do mercado que denuncie ante a CNMC as prácticas que vaian contra as regras do mercado.
A segunda solución para controlar e abaratar os prezos da xeración eléctrica está sen dúbida nunha reforma de calado do mercado eléctrico, incluso que remate co sistema marxinalista, se fose a mellor opción. Existen outros modelos de casación de prezos, con outras regras e con mellores resultados. Neste sendo, moitos expertos están clamando por un sistema baseado no Pay as Bid, é dicir, que os xeradores cobren o prezo ofertado en cada hora, e non o resultante da casación, pero tampouco está demostrado que este sistema funcione á perfección.
O propio secretario de industria, José Domínguez Abascal, avanzou que a reforma irá encamiñada a conseguir un sistema baseado en renovables e que sexa máis alcanzable para os consumidores. O Goberno terá listos antes de fin de ano unha Lei de Cambio Climático e Transición Enerxética e un Plan Nacional Integrado de Enerxía e Clima. En ambos, establécese a senda para a transición cara a un sistema enerxético máis limpo, sen xeración de gases de efecto invernadoiro e de menor custo para o consumidor.
Con reforma ou en reforma, é necesario que se actúe rápida e contundentemente no mercado para frear esta escalada de prezos. Os cidadáns debemos esixir que as autoridades actúen con celeridade e contundencia, dado que non so nos afecta no moito que temos que rascarnos o peto cando nos chega o recibo á nosa casa, senón que temos unha industria electrointensiva que está a perder competitividade nos mercados internacionais. Por non falar das pemes que ven aumentados os custes de explotación. E todo redunda sempre no mesmo; emprego e poder adquisitivo.
Xosé Manuel Golpe é técnico da Axencia Provincial da Enerxía
